C. PRESIDENTE DE LA MESA DIRECTIVA DE LA CÁMARA DE SENADORES DEL H. CONGRESO DE LA UNIÓN. P R E S E N T E Con fundamento en lo dispuesto por la fracción I del artículo 71 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, me permito presentar ante esa Honorable Asamblea, por el digno conducto de Usted, la presente Iniciativa con Proyecto de Decreto por el que se expide la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos y se reforman, adicionan y derogan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos y la Ley de Coordinación Fiscal. La presente iniciativa se enmarca en lo que constituye el paquete de legislación secundaria que deriva de la reciente reforma constitucional en materia de energía, expedida mediante el Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en Materia de Energía, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 20 de diciembre de 2013. El Ejecutivo Federal a mi cargo, es consciente que, en atención a que la presente iniciativa se relaciona con contribuciones e impuestos, ésta deberá ser turnada a la Cámara de Diputados, como Cámara de origen, en atención al mandato contenido en el artículo 72, fracción H, de la Carta Magna. Este paquete materializa la reglamentación de una reforma constitucional que representa un cambio de paradigma en el aprovechamiento de los recursos naturales con que cuenta nuestro país. En efecto, México es un país rico en recursos naturales y la posibilidad de que en su aprovechamiento, siempre en beneficio de la Nación, pueda ahora participar el sector privado, constituye un elemento que requiere de la implementación de una reforma secundaria de gran calado. Con ese propósito, el Ejecutivo Federal a mi cargo, convencido de que con las iniciativas que ahora se someten a consideración de esa Asamblea habremos de sentar las bases legales para un adecuado y más productivo aprovechamiento de nuestras riquezas naturales, presenta un paquete de reformas legales que, con el tiempo, habrán de potenciar y reflejar más y mejores beneficios para todos los mexicanos. El Decreto de reforma constitucional ya aludido, introdujo en nuestro sistema jurídico un nuevo esquema de explotación de los hidrocarburos propiedad de la Nación, el cual tiene como uno de sus principales objetivos el obtener ingresos para el Estado que contribuyan al desarrollo de largo plazo de la Nación 1. 1 Artículo 27, séptimo párrafo, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos.
Así pues, la reforma constitucional en comento modernizó los mecanismos a través de los cuales el Estado llevará a cabo la explotación de los recursos del subsuelo, incorporando la participación de los particulares en las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, a nombre y por cuenta del Estado, de manera que se maximicen los ingresos públicos derivados de las actividades mencionadas. La Constitución ahora establece que el Estado puede llevar a cabo las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos a través de: Asignaciones: las cuales sólo pueden ser otorgadas a empresas productivas del Estado, o Contratos: que pueden celebrarse entre el Estado Mexicano y las empresas productivas del Estado, o entre aquél y particulares. Derivado de lo anterior, el Constituyente Permanente estableció en las disposiciones transitorias de la reforma referida diversas obligaciones al Poder Legislativo, con la finalidad de implementar el esquema aprobado. Entre ellas, ordenó establecer las modalidades de contratación y las contraprestaciones correspondientes, así como el régimen de ingresos derivados de las asignaciones que se otorguen a las empresas productivas del Estado. Específicamente, el texto constitucional, en el cuarto transitorio de la reforma, establece: Dentro de los ciento veinte días naturales siguientes a la entrada en vigor del presente Decreto, el Congreso de la Unión realizará las adecuaciones que resulten necesarias al marco jurídico, a fin de hacer efectivas las disposiciones del presente Decreto, entre ellas, regular las modalidades de contratación, que deberán ser, entre otras: de servicios, de utilidad o producción compartida, o de licencia, para llevar a cabo, por cuenta de la Nación, las actividades de exploración y extracción del petróleo y de los hidrocarburos sólidos, líquidos o gaseosos, incluyendo las que puedan realizar las empresas productivas del Estado con particulares, en términos de lo dispuesto por el artículo 27 de esta Constitución. En cada caso, el Estado definirá el modelo contractual que mejor convenga para maximizar los ingresos de la Nación. La ley establecerá las modalidades de las contraprestaciones que pagará el Estado a sus empresas productivas o a los particulares por virtud de las actividades de exploración y extracción del petróleo y de los demás hidrocarburos que hagan por cuenta de la Nación. Entre otras modalidades de contraprestaciones, deberán regularse las siguientes: I) en efectivo, para los contratos de servicios; II) con un porcentaje de la utilidad, para los contratos de utilidad compartida; III) con un porcentaje de la producción obtenida, para los contratos de producción compartida; IV) con la transmisión onerosa de los hidrocarburos una vez que hayan sido extraídos del subsuelo, para los contratos de licencia, o V) cualquier combinación de las anteriores. La Nación escogerá la modalidad de contraprestación atendiendo siempre a maximizar los ingresos para lograr el mayor beneficio para el desarrollo de largo plazo. Asimismo, la ley establecerá las contraprestaciones y contribuciones a cargo de las empresas productivas del Estado o los particulares y regulará los casos en que se les impondrá el pago a favor de la Nación por los productos extraídos que se les transfieran. 2
Asimismo, en el inciso d) del décimo transitorio de la reforma constitucional en materia de energía, se establece que el Congreso de la Unión realizará las adecuaciones que resulten necesarias al marco jurídico a fin de establecer que corresponde a la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) el establecimiento de las condiciones económicas de las licitaciones y de los contratos a que se refiere el párrafo séptimo del artículo 27 constitucional, relativas a los términos fiscales que permitan a la Nación obtener en el tiempo ingresos que contribuyan a su desarrollo de largo plazo. Para cumplir con lo anterior, se propone la expedición de una nueva Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, que preverá los esquemas de ingresos que obtendrá el Estado Mexicano derivados de las actividades de exploración y extracción de los hidrocarburos de la Nación, ya sea que se realicen mediante asignación o la celebración de contratos. Esta Ley guarda una íntima relación con la Ley de Hidrocarburos, que en iniciativa por separado se presenta a consideración del Poder Legislativo, pues esta última es la que regula todos los aspectos sustantivos sobre las nuevas formas de desarrollar la explotación de hidrocarburos en nuestro país. El régimen que se somete a consideración del Congreso de la Unión es acorde con los estándares internacionales, incorporando los mecanismos que han probado ser más eficaces, de manera que se promueva el desarrollo de la industria, en beneficio de la economía nacional. Además, contempla elementos que le permitirán al Estado incrementar los niveles de exploración y extracción de hidrocarburos, así como atraer inversión, de conformidad con una política energética nacional moderna y transparente, ya que busca asegurar que la Nación capture la renta petrolera. Asimismo, se proponen diversas disposiciones sobre la administración y supervisión de los aspectos financieros de los contratos. Con ello, se definen los mecanismos a través de los cuales el Estado asegurará el cumplimiento de las obligaciones fiscales y las responsabilidades contractuales de naturaleza financiera establecidas en los mismos. También se establecen diversas obligaciones en materia de transparencia y rendición de cuentas respecto de los recursos a que se refiere la nueva Ley que aquí se propone. Ello, con la finalidad de que toda la información derivada de la determinación de las contraprestaciones en los contratos y los ingresos que deriven de los mismos, se encuentre al alcance de los ciudadanos de manera sencilla y accesible, de forma que la sociedad pueda dar seguimiento a los recursos generados por las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos. Aunado a lo anterior, y con la finalidad de ajustar el marco jurídico vigente relacionado con la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos que se propone, se reforman, adicionan y derogan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos y la Ley de Coordinación 3
Fiscal, con el fin de facilitar la implementación de las disposiciones contenidas en la Ley que aquí se presenta y armonizar el sistema nacional de coordinación fiscal al nuevo esquema de ingresos petroleros, procurando minimizar el impacto en la distribución de los mismos. La presente Iniciativa se enmarca dentro de los objetivos y líneas de acción trazadas en el Plan Nacional de Desarrollo 2013-2018, específicamente en lo referente a la meta número IV, México Próspero, Objetivo 4.1. Mantener la estabilidad macroeconómica del país ; Estrategias 4.1.1. Proteger las fianzas públicas ante riesgos del entorno macroeconómico y 4.1.2. Fortalecer los ingresos del sector público, que tiene como líneas de acción, respectivamente, diseñar una política hacendaria integral que permita al gobierno mantener un nivel adecuado de gasto ante diversos escenarios macroeconómicos y que garantice la viabilidad de las finanzas públicas y reducir la vulnerabilidad de las finanzas públicas federales ante caídas inesperadas del precio del petróleo y disminuir su dependencia estructural de ingresos de fuentes no renovables y adecuar el marco legal en materia fiscal de manera eficiente y equitativa para que sirva como palanca del desarrollo. I. LEY DE INGRESOS SOBRE HIDROCARBUROS El proyecto de Ley que se pone a consideración de esa Asamblea regula un aspecto fundamental que deriva de la reforma constitucional antes señalada; en efecto, los ingresos que el Estado Mexicano habrá de recibir como consecuencia de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, constituyen uno de los pilares fundamentales del nuevo paradigma que en materia energética, específicamente petrolera, se introdujo con la reforma constitucional aludida. No debe haber espacio para dudas, los ingresos que la Nación mexicana reciba por estos conceptos, deben contribuir a su desarrollo de largo plazo y consolidarse en importantes palancas para el crecimiento y el bienestar de las familias de México. En ese sentido, la Iniciativa de Ley propone un cambio primordial respecto al tratamiento fiscal aplicable a la extracción de hidrocarburos, pues aplicar el modelo que hasta el momento ha sido exclusivo para Petróleos Mexicanos no resulta adecuado a la nueva organización de la industria petrolera que estableció la reforma constitucional. El modelo actual es un régimen complejo y extremadamente rígido, que impone una tributación a los rendimientos que se obtengan, con total indiferencia frente a los costos y a las necesidades de reinversión futuras. Además, impone una carga administrativa onerosa, distorsiona las decisiones de inversión y no garantiza la plena alineación de intereses entre el Estado y Petróleos Mexicanos. 4
Prueba de lo anterior es que, debido a que a lo largo del tiempo los costos promedio de descubrimiento, desarrollo y producción de Petróleos Mexicanos se han incrementado por encima de los 6.50 dólares por barril que se le reconocen en el régimen general, la tributación se comporta de manera equivalente a una proporción fija de alrededor de 68% de los ingresos brutos (en promedio entre 2006 y 2012, la carga fiscal fue de 90% de los ingresos netos). Esto es, independientemente de los costos de producción, del nivel de producción o del precio de los hidrocarburos, la carga fiscal representa un porcentaje constante de los ingresos petroleros brutos de un proyecto. Mientras que en México la captura de la renta petrolera se ha venido realizando por medio de un sistema rígido de derechos, otros países con recursos petroleros utilizan una diversidad de instrumentos. Entre otros, las regalías, los impuestos especiales sobre la producción o el valor de los hidrocarburos (captura de la renta petrolera), los impuestos corporativos (es decir, el impuesto sobre la renta) e, incluso, los dividendos que las empresas pagan a sus accionistas, sus dueños, por los rendimientos que obtienen por el capital invertido. Por ejemplo, Noruega cobra una sobretasa de 50% sobre las utilidades petroleras, para una carga fiscal total para hidrocarburos de 78% de la utilidad neta. Los Estados Unidos de América, en aguas profundas, cobra regalías cercanas al 18%, que en conjunto con la tasa de impuestos corporativos, elevan la carga fiscal total a más del 50%. En Colombia, los impuestos y regalías a la industria petrolera representan alrededor del 75% de las utilidades netas. Considerando lo anterior, la presente Iniciativa plantea los mecanismos con los que contará el Estado para definir los términos fiscales que permitirán a la Nación obtener ingresos que contribuyan a su desarrollo de largo plazo, por virtud de la explotación de los hidrocarburos propiedad del Estado, ya sea mediante Asignaciones o a través de Contratos. En primera instancia es importante aclarar que hablar de un régimen fiscal en los contratos de exploración y extracción de hidrocarburos no implica un esquema tributario, es decir, que no se refiere al ámbito de las contribuciones como son los impuestos o derechos. En el medio petrolero se conoce como régimen fiscal a la regulación y a los términos que se establecen en los contratos sujeto al acuerdo de voluntades de las partes sobre las prestaciones que obtendrá el Estado derivado de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos. En ese sentido, los términos fiscales para los contratos a los que se refiere la Ley que se propone, no tienen la naturaleza de contribuciones, sino de contraprestaciones contractuales con mecanismos para su determinación. Por su parte, y a diferencia de lo que sucede con los contratos de exploración y extracción, en el caso de las Asignaciones se trata de una figura administrativa por la que 5
el Estado concede a una empresa productiva del Estado el aprovechamiento de los hidrocarburos que son de la Nación. Por ello, resulta adecuado, como se propone, mantener un régimen, éste sí tributario, de derechos para estas actividades, similar al que existe actualmente, por una cuestión de economía legislativa y simplificación en la regulación. Así las cosas, se busca incorporar en el nuevo ordenamiento los derechos sobre hidrocarburos que actualmente se encuentran vigentes en la Ley Federal de Derechos. El mantener vigente el régimen de derechos permitirá además que la transición al nuevo esquema de contratos se haga de manera ordenada, cuidando no alterar las finanzas públicas. Por otro lado, respecto de los distintos tipos o modalidades de contratos previstos en la Constitución para las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, el proyecto que se somete a consideración de esa Asamblea define y norma las distintas contraprestaciones que deberán ser incluidas a favor del Estado y de los contratistas, según el tipo de contrato de que se trate. Lo anterior, garantizando en todo momento la captura de la renta petrolera a favor de la Nación. Con base en lo anterior, la nueva Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos que se somete a consideración de esa Asamblea se compone de 70 artículos agrupados en cinco Títulos. El primero referente a las disposiciones generales. El segundo establece el régimen de ingresos derivados de los contratos de exploración y extracción de hidrocarburos. El Tercero prevé el régimen de derechos aplicable a las Asignaciones. El Cuarto señala las reglas sobre transparencia y fiscalización, y el Quinto incluye disposiciones finales que se relacionan con los demás títulos de la Ley. Titulo Primero: Disposiciones Generales Primeramente, se señala que la nueva Ley es de orden público y tiene por objeto establecer (i) el régimen de los ingresos que recibirá el Estado Mexicano derivados de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos que se realicen a través de las asignaciones y contratos a que se refieren el artículo 27, párrafo séptimo, de la Constitución y la Ley de Hidrocarburos, así como las contraprestaciones que se establecerán en los contratos; (ii) las disposiciones sobre la administración y supervisión de los aspectos financieros de los contratos, y (iii) las obligaciones en materia de transparencia y rendición de cuentas respecto de los recursos a que se refiere el ordenamiento. El proyecto establece que, sin perjuicio de las demás obligaciones fiscales (por ejemplo, el impuesto al valor agregado o los aranceles) a las que los contratistas y asignatarios están sujetos, los ingresos que el Estado Mexicano percibirá por las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos se componen por lo siguiente: 6
En el caso de los contratos, por las contraprestaciones a favor del Estado que se establezcan en cada uno de ellos, en los términos establecidos por la nueva ley, así como por el impuesto sobre la renta que se genere por las actividades comprendidas en el contrato, y En el caso de las asignaciones, por los derechos que se especifican en el Título Tercero del proyecto de Ley que aquí se presenta. Lo anterior implica que cualquier empresa pública o privada, con la que se formalice alguno de los contratos a los que se refiere el proyecto, además de las contraprestaciones contempladas en los mismos, estará sujeta a un tratamiento ordinario en materia fiscal. Es decir, que el pago de las contraprestaciones previstas en los contratos no exime a ningún contratista de cumplir con las obligaciones fiscales que les correspondan conforme a la legislación aplicable. La reforma constitucional también modificó el manejo de los ingresos del Estado por la exploración y extracción de hidrocarburos, privilegiando el ahorro de largo plazo y el uso transparente de los recursos petroleros. En particular, estableció que dichos ingresos, sin incluir los impuestos de aplicación general como el impuesto sobre la renta o el impuesto al valor agregado, serían recibidos por el Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo (Fondo Mexicano del Petróleo) para su distribución según las disposiciones legales aplicables. En atención a lo anterior, se establece que dichos ingresos se exceptúan de las reglas de concentración en la Tesorería de la Federación. Los impuestos de aplicación general antes mencionados seguirán siendo recibidos por las instancias correspondientes. Finalmente, a fin de facilitar su comprensión, se incluye un precepto que agrupa los términos definidos que se usan a lo largo de la ley y que se homologan con los previstos en la Ley de Hidrocarburos, que contiene toda la reglamentación sustantiva sobre su explotación. Título Segundo: De los Ingresos por Contratos La Ley que se pone a consideración del Congreso de la Unión define y norma los elementos principales de las contraprestaciones que se podrán establecer en los contratos, incluyendo lo relativo a las condiciones bajo las cuales se calcularán y entregarán dichas contraprestaciones. Por otro lado, reconociendo que se trata de una relación de naturaleza contractual entre el Estado Mexicano y el contratista, se aclara que el pago al Estado Mexicano de las 7
contraprestaciones que se establezcan en los contratos no exime a los contratistas del cumplimiento de las obligaciones en materia tributaria establecidas en la Ley del Impuesto sobre la Renta y demás disposiciones fiscales. Con el objetivo de abonar a la transparencia del régimen de contratos, se establece que dichos contratos se adjudicarán, por regla general, mediante licitaciones públicas, en los términos de la Ley de Hidrocarburos y que se utilizará como variable de adjudicación una de naturaleza económica. Ello, sin menoscabo de que, en términos de la Ley de Hidrocarburos, se establezcan condiciones de precalificación y compromisos mínimos de inversión o de trabajo, como requisitos o condiciones previas para participar en las licitaciones. En concordancia con la multicitada Reforma Constitucional, se prevé que sea la SHCP la que determine las condiciones económicas relativas a los términos fiscales contenidos en la Ley que se propone, los cuales deberán incluirse en las bases de la licitación para la adjudicación de los contratos. Para garantizar la adecuada operación de los términos económicos con los distintos elementos técnicos de los contratos a adjudicar, en dicha determinación, la SHCP deberá solicitar la opinión de la Secretaría de Energía. Cuando se trate, en términos de la Ley de Hidrocarburos, de la migración de áreas bajo asignación a los esquemas de contratos, la SHCP fijará las condiciones económicas relativas a los términos fiscales de los mismos y, en caso de que dichos contratos se modifiquen, dicha Secretaría determinará las nuevas condiciones económicas relativas a los términos fiscales que deberán incluirse en el convenio modificatorio respectivo. El régimen de contraprestaciones que se propone está diseñado bajo las siguientes premisas: Captura de la renta económica para el Estado: Por su propia naturaleza, las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos generan renta económica que debe ser capturada en beneficio de la Nación, propietaria de los recursos a extraer. Régimen progresivo: la proporción de los ingresos que recibe el Estado debe aumentar con el precio del hidrocarburo y con el tamaño del yacimiento descubierto. Régimen sencillo: considerando los objetivos anteriores, el régimen debe contar con pocos componentes, con una estructura similar entre distintos tipos de campos y de hidrocarburos. 8
Contraprestaciones comunes de los contratos Si bien conforme a la naturaleza propia de cada uno de los contratos que se establecieron en la reforma constitucional, éstos tienen distintas contraprestaciones, existen algunas a favor del Estado que les son comunes, y se prevén para los contratos de producción compartida, utilidad compartida, y licencia. Las contraprestaciones en comento tienen como finalidad garantizar un flujo de efectivo a favor del Estado, ya sea durante la etapa de exploración de los yacimientos o durante la etapa de producción, con independencia de la utilidad operativa que resulte de cada contrato. Estas contraprestaciones se regulan conforme a lo siguiente: 1. Cuota Contractual para la Fase Exploratoria Se trata de un pago a cargo del contratista, en beneficio del Estado, por la parte del área contractual que se encuentre en la fase de exploración. Este pago permite al Estado comenzar a recibir recursos desde el momento de la formalización del contrato. Asimismo, funciona como un incentivo al contratista para explorar el área contractual de forma expedita y evitar el acaparamiento de áreas por largos periodos de tiempo. Para reforzar estos incentivos, se propone que el pago por la superficie aumente a partir del mes 61 del contrato y se extinga cuando comience la producción comercial en el área. Por último, se propone que las cuotas definidas en la Ley se actualicen conforme a la evolución de la inflación. El uso de pagos por la superficie bajo exploración es común en la práctica internacional. En general, estos pagos se contemplan en aquellos contratos que cuentan con un componente importante de exploración. De una muestra de 238 contratos petroleros en 120 países, en casi el 80% se establecen pagos similares, por ejemplo en Angola, Brasil, Canadá, Colombia y Estados Unidos. Asimismo, el nivel propuesto para estas cuotas está en línea con la práctica internacional. Cabe señalar que el pago de la cuota contractual para la fase exploratoria debe realizarse con independencia del pago de las contribuciones que deriven de la propiedad o tenencia de las tierras o áreas para la exploración, como el impuesto predial correspondiente u otros. Es decir, el pago de la cuota a que se hace referencia no tiene relación directa con la propiedad o tenencia de las áreas asignadas, ya que al ser una contraprestación contractual, el pago se realiza en virtud de la titularidad del contrato y no de la propiedad de la tierra o áreas exploradas. 9
2. Regalías De forma genérica, en la industria petrolera se denominan como Regalías a los pagos determinados en función de los ingresos brutos que deriven de la producción de hidrocarburos. En el caso de la Ley que se presenta, se trata de un pago a cargo del contratista, a favor del Estado, equivalente a un porcentaje del valor bruto de los hidrocarburos producidos. Se prevé que dicho porcentaje aumente cuando lo haga el precio de cada hidrocarburo, garantizando así que el Estado reciba un monto proporcionalmente mayor del valor de los hidrocarburos extraídos cuando los precios aumenten. Esta característica garantiza que el mecanismo propuesto se comporte de manera progresiva con respecto a los precios de los hidrocarburos, a favor del Estado. Se prevé además que la tasa de la regalía sea distinta según se trate de petróleo, condensados, gas asociado o gas no asociado. Además, se plantea que, cuando el precio del gas natural sea menor a $5 dólares por millón de BTU s (britsh thermal units) no se aplique la regalía al gas natural no asociado, reconociendo que dichos proyectos, y en particular los de gas de lutitas, son poco rentables a precios menores al mencionado. No obstante la facilidad con la que las regalías pueden instrumentarse, son un elemento relativamente poco eficiente para capturar la renta económica. Lo anterior debido a que al constituir un pago con base en los ingresos brutos, no responde a la rentabilidad o a los costos, y si el nivel de la tasa es alto, puede impedir proyectos de altos costos, el abandono temprano del proyecto y, en algunos casos, distorsionar las decisiones de producción o incluso desalentar la participación en el sector. Por estas razones, se propone una tasa de regalía moderada, cuyo nivel dependerá del precio de los hidrocarburos. Por ejemplo, cuando el precio del petróleo sea de 100 dólares por barril, la tasa de la regalía será de 10% para el petróleo producido, lo cual está en línea con lo observado en otros países. El uso de las regalías moderadas también es común en la experiencia internacional: más del 85% de los contratos en la muestra mencionada anteriormente contienen algún pago de esta naturaleza. Contraprestaciones en los contratos de licencia La nueva Ley establece que los contratos de licencia deberán prever las siguientes contraprestaciones: 1. La Cuota Contractual para la Fase Exploratoria; 10
2. Las Regalías; 3. Bono a la firma del contrato, y 4. Contraprestación consistente en la aplicación de una tasa, ya sea a la Utilidad Operativa o al Valor Contractual de los Hidrocarburos. Tanto la Cuota Contractual para la Fase Exploratoria como las Regalías se aplicarán de la manera en que fueron explicadas anteriormente. En cuanto al Bono a la firma del contrato, se trata de un monto específico que será pagado en efectivo por el contratista al Estado Mexicano, en el momento y en los términos que se establezcan en las bases de la licitación correspondiente, o en el contrato mismo, cuando se trate de la migración de una asignación. Mediante este instrumento, el Estado Mexicano recibirá un pago incluso antes de que inicien las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos. Se plantea que el bono sea un monto conocido antes de la presentación de las ofertas económicas y, por tanto, que no sirva como variable de adjudicación. Ello, debido a que el monto es independiente de la rentabilidad del proyecto. Es también por ello que se plantea que el bono se establezca por un monto moderado que no represente un porcentaje significativo de los recursos que reciba el Estado. Por estas razones, se prevé que esta contraprestación sirva como un mecanismo para asegurar la seriedad de las ofertas económicas, ya que se convierte en un costo que no podrá ser recuperado más que mediante el desarrollo del área contractual. El bono a la firma es empleado frecuentemente en otros países como mecanismo de control (Brasil, China, Indonesia e Irak, por ejemplo). En cuanto a la contraprestación consistente en una tasa aplicada, ya sea a la utilidad operativa generada al amparo del contrato o al valor bruto de los hidrocarburos producidos, será en general el principal elemento contractual para capturar la renta económica a favor del Estado Mexicano. Dicha tasa será la variable que servirá para la adjudicación de este tipo de contratos. En concreto, se propone que la utilidad operativa se determine cada periodo (definido como tal en los contratos) disminuyendo del valor de los hidrocarburos producidos: i) el monto de las Regalías efectivamente pagadas por el contratista en el periodo; y ii) los costos y gastos incurridos en el periodo, así como la deducción de las inversiones, requeridos para la ejecución del contrato. 11
Se propone establecer requisitos para el registro de costos y que únicamente los costos registrados puedan ser eventualmente recuperados mediante los mecanismos previstos en el contrato. Los costos que no cumplan con dichos requisitos, por ejemplo, costos corporativos por encima de ciertos límites, actividades distintas a los planes aprobados por la Comisión Nacional de Hidrocarburos o no relacionadas directamente con el objeto del contrato, no serán reconocidos y, por tanto, no serán pagados al contratista. Asimismo, se podrá establecer un límite, expresado como un porcentaje de los ingresos brutos generados por el contrato cada periodo, a los costos, gastos e inversiones que podrán ser reconocidos para el cálculo de la utilidad operativa. El artículo 13 de la Iniciativa de Ley que aquí se expone establece los conceptos de costos y gastos que el contratista no podrá deducir para estos efectos. Con relación a esto, es importante señalar que para determinar la deducción de las inversiones para el desarrollo de proyectos petroleros, en lugar de aplicar los porcentajes de deducción establecidos en los artículos 33 y 34 de la Ley del Impuesto sobre la Renta, se establecen porcentajes específicos en el artículo 32 del presente proyecto de Ley. Esta aclaración es necesaria ya que la Ley del Impuesto sobre la Renta no contempla la deducción de los conceptos antes mencionados, en virtud de que anteriormente las actividades eran realizadas por Petróleos Mexicanos quien estaba exento del impuesto sobre la renta. Asimismo, para el cálculo de la utilidad operativa, se propone que se pueda establecer un límite a las deducciones totales aplicables por periodo. Aquellas inversiones que, siendo deducibles, rebasen el límite de costos aplicable al periodo, podrán ser trasladadas a periodos subsecuentes. Ello, nuevamente con el objeto de que el Estado reciba la contraprestación desde etapas tempranas del proyecto de exploración y extracción de hidrocarburos. Previendo la posibilidad de que Petróleos Mexicanos solicite la migración de asignaciones a esta modalidad de contratación, se contempla que cuando utilice bienes que hubieran sido deducidos parcial o totalmente en otro contrato o asignación, sólo podrán deducir el saldo pendiente por depreciar de los bienes que correspondan a dicho contrato. Con ello, se busca evitar una doble depreciación de los activos. Otro elemento que se incluye para esta modalidad de contratación es la posibilidad de acarrear pérdidas hasta por diez ejercicios fiscales para efectos de la determinación de la contraprestación. Lo anterior es necesario, dados los amplios periodos de maduración y las importantes inversiones que requieren los proyectos petroleros. La elección de la base de la contraprestación dependerá del tipo de proyecto al cual se aplique. El pago basado en el valor de los hidrocarburos resultará atractivo, por ejemplo, para los yacimientos de lutitas. En estos campos, es necesario perforar cientos o miles de 12
pozos para desarrollarlos adecuadamente, lo que requiere de una actividad intensa de planeación y ejecución. Por lo tanto, las acciones de fiscalización deben ser poco intrusivas para no frenar el desarrollo e incrementar los costos en perjuicio de la renta petrolera que recibirá el Estado. Por otro lado, establecer el pago sobre la utilidad operativa del contratista minimiza las distorsiones ante choques negativos entre precios y costos. Sin embargo, requiere para su fiscalización de más información proporcionada por el contratista, ya que es necesario calcular la utilidad operativa del contratista en cada periodo. Para minimizar los requerimientos de información, se propone utilizar una medida de utilidad operativa lo más cercana posible a la base para calcular el impuesto sobre la renta. El uso de este mecanismo será atractivo una vez que el Estado cuente con la suficiente capacidad institucional que le permita llevar a cabo una fiscalización adecuada del contrato y en aquellas áreas, como aguas profundas o someras, en donde el desarrollo se lleva a cabo durante un periodo más amplio. Ahora bien, con independencia de la base de la contraprestación y con el propósito de permitir al Estado Mexicano capturar la rentabilidad extraordinaria que, en su caso, se genere por la extracción de los hidrocarburos, la tasa de la contraprestación podrá ser modificada a través del mecanismo de ajuste que se incluirá en los contratos y en las bases de la licitación para su adjudicación, o en los contratos que sean resultado de una migración, y que se describe más adelante. Por su parte, en los contratos de licencia, el contratista recibirá, tal como lo establece el texto constitucional, la transmisión onerosa de los hidrocarburos una vez extraídos del subsuelo en el área contractual, siempre que, conforme a los términos del contrato, esté al corriente del pago de las contraprestaciones a favor del Estado. Contraprestaciones en los contratos de utilidad y de producción compartida La Iniciativa de Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos establece las contraprestaciones que deberán contemplarse específicamente en los contratos de utilidad compartida y de producción compartida que se celebren entre el Estado Mexicano y los contratistas: 1. La Cuota Contractual para la Fase Exploratoria; 2. Las Regalías, y 3. Una contraprestación que se determinará mediante la aplicación de un porcentaje a la Utilidad Operativa. Nuevamente, tanto la Cuota Contractual para la Fase Exploratoria como las Regalías se aplicarán de la manera en que fueron explicadas con antelación. 13
En cuanto a la aplicación de un porcentaje a la utilidad operativa, esta contraprestación es la que distingue y da nombre a este tipo de contratos. Se propone que la utilidad operativa del contrato se determine disminuyendo al valor de los hidrocarburos producidos, el monto de las regalías y la recuperación de costos que corresponda. Este monto, denominado Utilidad Operativa, se distribuirá conforme a porcentajes previamente establecidos en el contrato. Al igual que en los contratos de licencia, se prevé que estos contratos cuenten con un mecanismo de ajuste, que gradualmente aumente la participación del Estado en las utilidades conforme aumente la rentabilidad del proyecto. La distinción entre los contratos de utilidad compartida y los de producción compartida deriva de la forma en la que se calculan y entregan las contraprestaciones, ya sea en efectivo, o en especie. En los contratos de utilidad compartida, se establece que los contratistas entregarán la totalidad de la producción de hidrocarburos al Estado, quien a través del comercializador convenido en el contrato, entregará los ingresos producto de la comercialización al Fondo Mexicano del Petróleo para su posterior distribución según lo señalado en el contrato. Conforme a la naturaleza de los contratos de producción compartida, las contraprestaciones se calcularán y entregarán en especie, como una proporción de los hidrocarburos producidos. El Estado podrá contratar a un comercializador, que se encargará de comercializar los hidrocarburos que reciba el Estado conforme se estipule en el contrato. Por otro lado, se plantea establecer las reglas generales para determinar los pagos al contratista, los cuales consistirán en un porcentaje de la Utilidad Operativa, establecido en el contrato, así como los costos, gastos e inversiones determinados de acuerdo con lo que la propia Ley señala. Se trata así de la distribución de la utilidad de los proyectos entre el Estado y el contratista, recibiendo cada uno un porcentaje que, sumado, da el 100% de la utilidad del proyecto. Como se dijo, quien esté dispuesto a obtener un menor porcentaje y, de esta manera, dejar al Estado la parte mayor de la utilidad, será el ganador de las licitaciones. En cuanto a la recuperación de costos, se propone establecer requisitos para su registro de acuerdo con una directiva de contabilidad que se incluirá en cada contrato. Únicamente los costos registrados podrán ser eventualmente recuperados mediante los mecanismos previstos en el contrato. Los costos que no cumplan con dichos requisitos, por ejemplo, costos corporativos por encima de ciertos límites, actividades distintas a los planes aprobados por la Comisión Nacional de Hidrocarburos o no relacionadas directamente con el objeto del contrato, no serán reconocidos y, por tanto, no serán pagados al contratista. Asimismo, se establece un límite, expresado como un porcentaje de los ingresos brutos generados por el contrato cada periodo, a los costos, gastos e inversiones que formarán parte de la contraprestación del contratista. Como ya se 14
mencionó, este límite se encarga de modular la velocidad con la que se recuperan las inversiones, más no restringe el reconocimiento total de costos en el tiempo. Los contratos de utilidad compartida y de producción compartida son comunes en la industria, aunque por lo general los segundos han sido más utilizados. El caso más reciente es el contrato de producción compartida para el campo Libra, en la región de presal en Brasil, aunque hay otros ejemplos, como los contratos de Indonesia, que fueron los primeros en emplear una mecánica similar hace casi 50 años. Otros países que han empleado esta mecánica para determinar las contraprestaciones incluyen a China, Egipto, Irak y Nigeria. Elementos comunes entre los contratos de licencia, de utilidad compartida y de producción compartida Mecanismo de ajuste sobre algunas de las contraprestaciones Con el propósito de permitir al Estado Mexicano capturar la rentabilidad extraordinaria que en su caso se genere por la extracción de los hidrocarburos, las tasas sobre la Utilidad Operativa o sobre el valor de los hidrocarburos, según el tipo de contrato de que se trate, serán modificadas a través de un mecanismo de ajuste, que se incluirá en las bases de la licitación para su adjudicación o en los contratos que sean resultado de una migración. Este mecanismo se determinará para cada contrato y se basará en una medida asociada a la rentabilidad acumulada del contrato en un momento dado, con la cual podrá ajustarse una de las contraprestaciones. Se trata de que, a mayor rentabilidad del contrato, aumenten -dentro de ciertos parámetros predeterminados- los ingresos que reciba el Estado y viceversa. Con lo anterior, se pretende fortalecer la progresividad de los términos económicos a favor del Estado Mexicano, garantizando que la renta económica que se genere por menores costos, mayores precios, o descubrimientos mayores a lo esperado, sea capturada en beneficio de la Nación. Este mecanismo también permite que la estructura básica del régimen aplique a todos los campos petroleros del país y, al ser dinámico, refleja el rendimiento en cada momento del proyecto, y genera que los términos económicos sean más robustos en el tiempo ante variaciones en costos, precios, tamaños de los yacimientos y calidad de los hidrocarburos descubiertos. En resumen, se trata de un elemento que garantiza la progresividad del sistema, de forma que el grueso de los beneficios económicos permanezcan a favor del Estado Mexicano. 15
El uso de este mecanismo también es común en la práctica internacional, y es particularmente utilizado por aquellas naciones como la nuestra, que tienen un alto potencial petrolero. Países como Angola, Brasil, China, Nigeria y Libia, entre otros, incluyen este término entre las condiciones fiscales de sus contratos. Los mecanismos de ajuste emplean distintas medidas para determinar la rentabilidad, de forma directa como la tasa interna de retorno o la relación entre ingresos e inversión, o de forma indirecta, como la productividad por pozo, la tasa de producción o el precio de los hidrocarburos. En la propuesta se establece la obligación de integrar explícitamente, entre los términos fiscales de cada contrato, un mecanismo de ajuste en las bases de licitación y en el contrato mismo. Variable de adjudicación En el proyecto de Ley que se presenta se plantea que los contratos se asignen por licitación y que la variable de adjudicación sea en todos los casos una única variable de naturaleza económica. La SHCP será la responsable de determinar, para cada licitación, la variable de adjudicación. Atendiendo a las circunstancias particulares de cada contrato, se podrá establecer el valor mínimo de la variable de adjudicación que sea aceptable para el Estado Mexicano. Lo anterior garantiza que los contratos se adjudiquen de manera clara, objetiva y transparente mediante una variable única que, incontrovertiblemente, ofrecerá las mejores condiciones para el Estado Mexicano. Además, se garantiza que los términos económicos se ajusten a las condiciones de mercado y, al determinarse mediante un proceso competitivo, se garantiza que el Estado Mexicano capture de manera efectiva la renta económica que se genera con las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos. Otros elementos, como porcentajes mínimos de contenido nacional o programas mínimos de inversión, podrán ser establecidos como prerrequisitos para participar en los procesos licitatorios, en términos de lo dispuesto en la Ley de Hidrocarburos. La Iniciativa de Ley también prevé que en aquellos casos en que se migren asignaciones a contratos y, por tanto, los términos económicos no se definan mediante un proceso de concurso, dichos términos sean determinados por la SHCP. Esto obedece a que para los contratos migrados no existiría una referencia clara de mercado para determinar los términos económicos. 16
Determinación de los precios para hacer los cálculos Para el correcto funcionamiento de los contratos de exploración y extracción de hidrocarburos, es necesario determinar el precio de tales hidrocarburos que se utilizará para determinar las contraprestaciones que recibirá el Estado Mexicano. Dicho precio de referencia debe reflejar el valor de mercado de los hidrocarburos que se produzcan en un área contractual. El proceso puede ser complejo porque, en ocasiones, es posible que no exista una referencia de mercado para el tipo exacto de hidrocarburos que se extraen de los yacimientos en un área contractual determinada. Por ello, se prevé que cada contrato debe contener los mecanismos para la determinación de los Precios Contractuales del Petróleo Crudo, Gas Natural y Condensados, considerando, en su caso, los ajustes que se requieran por calidad, contenido de azufre, grados API, y por costos de comercialización, transporte y logística, entre otros. Estos mecanismos deberán asegurar que, independientemente de que se realicen operaciones con partes relacionadas, los Precios Contractuales del Petróleo Crudo, Gas Natural y Condensados reflejen las condiciones de mercado en los puntos de entrega, medición o fiscalización determinados en cada contrato. En los casos en que el contratista realice operaciones con partes relacionadas, tanto para la venta o comercialización de hidrocarburos, como para la procura de insumos, materiales o servicios, se establece que serán aplicables las Guías sobre Precios de Transferencia para las Empresas Multinacionales y las Administraciones Fiscales, aprobadas por el Consejo de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico en 1995, o aquéllas que las sustituyan, en la medida en que las mismas sean congruentes con las disposiciones de esta Iniciativa de Ley, de la Ley del Impuesto Sobre la Renta y de los tratados internacionales celebrados por México. Contratos con estructuras distintas a las contempladas en la Ley De conformidad con lo establecido en el texto constitucional, la Ley especifica que se podrán celebrar contratos cuya estructura sea distinta a las desarrolladas en la ley, siempre que las contraprestaciones correspondientes sean las contempladas en el ordenamiento o una combinación de las mismas, buscando siempre la maximización de los ingresos de la Nación. De los contratos de servicios La reforma constitucional prevé la posibilidad de que el Estado Mexicano también celebre contratos de servicios para la exploración y extracción de hidrocarburos. En la Iniciativa se proponen las condiciones mínimas que deberán cumplir los contratos de servicios, tales 17
como que los contratistas entregarán la totalidad de la producción de hidrocarburos al Estado Mexicano, y que las contraprestaciones a favor del contratista serán siempre en efectivo y se establecerán en cada contrato considerando los estándares o usos de la industria. Tomando en cuenta la naturaleza de estos contratos, las contraprestaciones no incluirán, a menos que expresamente se indique en los mismos, las regalías ni la cuota contractual para la fase exploratoria. Otras obligaciones a cargo de los contratistas Para garantizar un adecuado control del Estado Mexicano sobre los contratos y la correcta operación de los mismos, se establecen diversas obligaciones adicionales que los contratistas deberán cumplir, sin perjuicio de las demás obligaciones que se establezcan en otras disposiciones jurídicas. En este sentido, la iniciativa de Ley que se somete a consideración de esa Asamblea, prevé que el contratista deberá: Utilizar sus propios recursos para fondear las actividades descritas en el contrato. Antes de que comience la producción en el área contractual, bajo ninguna circunstancia serán exigibles pagos a favor del contratista ni se le otorgará anticipo alguno; Entregar al Fondo Mexicano del Petróleo las contraprestaciones a favor del Estado Mexicano, conforme a los términos del contrato; Observar, para aquellos contratos que incluyan la recuperación de costos, las reglas y bases sobre el registro de costos, gastos e inversiones que se incluyan en el contrato, conforme a los lineamientos que emita la SHCP; Observar las reglas y bases sobre la procura de bienes y servicios para las actividades llevadas a cabo al amparo de los contratos que se incluyan en cada uno de ellos, conforme a los lineamientos que emita la SHCP; Cumplir con los requerimientos de información que las distintas autoridades les soliciten. Asimismo, se prevé que el contratista deberá pactar con los terceros con los que contrate la realización de operaciones vinculadas con el objeto del contrato, la obligación de dichos terceros de entregar directamente a la SHCP, cuando ésta se los solicite, la información sobre sus operaciones con el contratista. Ello, con la finalidad de que el Estado cuente con acceso a toda la información que necesite para llevar a cabo un adecuado seguimiento financiero de los contratos, y 18
Pagar los derechos y aprovechamientos que se establezcan por la administración y supervisión de los contratos o la supervisión y vigilancia de las actividades realizadas al amparo de los mismos, que realicen la Comisión Nacional de Hidrocarburos y la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos. Aspectos Fiscales relacionados con el Impuesto Sobre la Renta Porcentajes de deducción Tal y como se apuntó antes, en la Ley del Impuesto sobre la Renta no se prevén perfiles de deducción para los activos utilizados en las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos. Por tanto, en la Ley que se pone a consideración se incluyen los porcentajes de deducción para: las inversiones realizadas para la exploración, recuperación secundaria y mejorada, y el mantenimiento no capitalizable; las inversiones realizadas para el desarrollo y extracción de petróleo crudo o gas natural, y las inversiones realizadas en infraestructura de almacenamiento y transporte indispensable para la ejecución del contrato, como oleoductos, gasoductos, terminales, transporte o tanques de almacenamiento. Asimismo, es necesario establecer que cuando el contratista utilice bienes de las inversiones antes referidas que no hubieran sido deducidos en su totalidad, para efectos del Impuesto sobre la Renta, sólo podrán deducir el saldo pendiente por depreciar de los bienes que correspondan a dicho contrato. Cerco Fiscal Otro elemento común que aplicará a cualquier tipo de contrato para la exploración y extracción de hidrocarburos es un mecanismo conocido como cerco fiscal. Este cerco fiscal permite delimitar exactamente los resultados de cada contrato, tanto en inversiones, gastos e ingresos, permitiendo determinar de forma precisa la rentabilidad de cada área contractual, y evitando que la consolidación pueda erosionar la base impositiva. Con este propósito, para evitar que las sociedades que sean titulares de más de un contrato consoliden las posibles pérdidas de un área contractual con los resultados positivos en otra, se establece que las bases de licitación de los contratos y los contratos mismos deberán especificar que sólo podrán participar en los procesos de licitación para la adjudicación de cada contrato, empresas productivas del Estado, personas morales o asociaciones en participación, que no tributen en el régimen fiscal opcional para grupos de sociedades a que se refiere el Capítulo VI del Título Segundo de la Ley del Impuesto sobre la Renta. Además, dichas personas o asociaciones no podrán ser titulares de más de un contrato, excepto en los casos en los que el contratista sea una empresa productiva del Estado, cuyo objeto sea exclusivamente la exploración y extracción de hidrocarburos. 19